硫磺回收装置节能降耗分析与应用.pdf
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1、硫硫磺回收装置节能降耗分析与应用彭国峰中国石油四川石化有限责任公司 摘要:目的 通过技术改造和优化操作参数,降低硫磺回收联合装置能耗。方法通过分析装置能耗现状,以装置在节能降耗方面所存在的典型问题为突破口,采取技术改造;通过优化汽提操作参数,提高净化水质量。结果降低了装置1.2MP a蒸汽和0.4MP a蒸汽消耗量;有效提高了净化水综合利用率,降低了全厂生产水和除盐水消耗及污水排放量。结论 装置经技术改造后,综合能耗由原来的10 0 0k g E O/t(1k g E O/t=4 1.8 7MT/t)降至目前的6 6 0k g E O/t,净化水回用率由原来的4 0.0%提高至目前的8 3.5
2、%。关键词:硫磺回收;节能降耗;汽提;蒸汽消耗D O I:1 0.3 9 6 9/j.i s s n.1 0 0 7-3 4 2 6.2 0 2 3.0 4.0 2 3 引用格式:彭国峰.硫磺回收装置节能降耗分析与应用J.石油与天然气化工,2 0 2 3,5 2(4):1 3 0-1 3 4.P E NGGF.A n a l y s i s a n da p p l i c a t i o no f e n e r g ys a v i n ga n dc o n s u m p t i o nr e d u c t i o n i ns u l f u r r e c o v e r yu
3、n i tJ.C h e m i c a lE n g i n e e r i n go fO i l&G a s,2 0 2 3,5 2(4):1 3 0-1 3 4.A n a l y s i sa n da p p l i c a t i o no f e n e r g ys a v i n ga n dc o n s u m p t i o nr e d u c t i o n i ns u l f u rr e c o v e r yu n i tP e n gG u o f e n gP e t r o C h i n aS i c h u a nP e t r o c h e
4、m i c a lC o m p a n yL i m i t e d,C h e n g d u,S i c h u a n,C h i n aA b s t r a c t:O b j e c t i v eT h ep u r p o s e i s t o r e d u c e e n e r g yc o n s u m p t i o no f t h e s u l f u r r e c o v e r yu n i t t h r o u g h t e c h n o l o g i c a l t r a n s f o r m a t i o na n do p t
5、i m i z a t i o no fo p e r a t i n gp a r a m e t e r s.M e t h o d s(1)B ya n a l y z i n gt h ec u r r e n te n e r g yc o n s u m p t i o ns t a t u so ft h eu n i t,t h et e c h n i c a l t r a n s f o r m a t i o n i sa d o p t e dt os o l v et h et y p i c a lp r o b l e m si ne n e r g ys a
6、v i n ga n dc o n s u m p t i o nr e d u c t i o n;(2)T h eq u a l i t yo fp u r i f i e dw a t e ri si m p r o v e db yo p t i m i z i n gs t r i p p i n go p e r a t i o np a r a m e t e r s.R e s u l t sT h et e c h n i c a lt r a n s f o r m a t i o nh a so b t a i n e dt h ef o l l o w i n gr e
7、 s u l t s:(1)R e d u c i n g t h e c o n s u m p t i o no f 1.2MP a s t e a ma n d0.4MP a s t e a mi n t h ed e v i c e;(2)E f f e c t i v e l y i m p r o v i n gt h ec o m p r e h e n s i v eu t i l i z a t i o nr a t eo fp u r i f i e dw a t e r,a n dr e d u c i n gt h ec o n s u m p t i o no fp
8、r o d u c t i o nw a t e ra n dd e s a l i n a t e dw a t e ra sw e l l a ss e w a g ed i s c h a r g e t h r o u g h o u t t h ep l a n t.C o n c l u s i o n sA f t e rt e c h n o l o g i c a l t r a n s f o r m a t i o n,t h ec o m p r e h e n s i v ee n e r g yc o n s u m p t i o no ft h eu n i t
9、h a sd e c r e a s e df r o mt h eo r i g i n a l 10 0 0k g E O/t t ot h e c u r r e n t 6 6 0k g E O/t,a n dt h e r e u s e r a t eo fp u r i f i e dw a t e rh a s i n c r e a s e df r o mt h eo r i g i n a l 4 0.0%t ot h ec u r r e n t 8 3.5%.K e y w o r d s:s u l f u r r e c o v e r y;e n e r g y
10、s a v i n ga n dc o n s u m p t i o nr e d u c t i o n;s t r i p p i n g;s t e a mc o n s u m p t i o n 作为环保型的生产装置,企业对硫磺回收装置关注的重点往往集中在环保达标排放方面,而对于装置余热回收不充分、换热器结垢,以及大量净化水直接排放至污水处理厂等节能降耗方面的问题并未予以充分的重视,从而导致装置综合能耗偏高1-2。中国石油四川石化有限责任公司(以下简称四川石化公司)硫磺回收联合装置通过制硫炉余热锅炉自产蒸汽降压改造、降低酸性水汽提装置1.2MP a蒸汽消耗量、降低溶剂再生装置0.4
11、MP a蒸汽消耗量、提高净化水综合利用率等一系列节能降耗措施,解决了制约装置节能降耗方面的难题。通过常减压装置电脱盐、常压塔和减压塔塔顶利用净化水作为注水、催化裂化装置烟气脱硫单元净化水替代生产水等技术改造,达到节能降耗的目的3。1 硫磺回收联合装置高能耗问题分析四川 石 化 公 司 硫 磺 回 收 联 合 装 置 包 括 两 套51 04t/a硫磺回收装置、两套1 2 0t/h酸性水汽提装置、两套3 5 0t/h溶剂再生装置和一套尾气提标C T S装置4。在装置实际生产运行过程中,受原料影响及装置工艺设计的限制,存在着一些影响装置节能降耗的问题5,具体分析如下。1.1 余热锅炉换热效率降低1
12、 01 04t/a硫磺回收联合装置在生产运行过程中,上游各装置送来的酸性水及富胺液存在带油带烃的现象6-7。以富胺液为例,设计要求上游各生产装置送来的富胺液中烃的质量浓度不大于1 0m g/L,然而通常情况下富胺液中烃的质量浓度为4 01 0 0m g/L031石 油 与 天 然 气 化 工 CHEM I C A LE NG I N E E R I NGO FO I L&G A S 2 0 2 3 作者简介:彭国峰,1 9 7 3年生,博士,高级工程师,主要从事石油炼制生产技术与管理工作。E-m a i l:p g f-s c s h p e t r o c h i n a.c o m.c n
13、(见图1),导致经处理后得到的酸性气中的烃含量较高,这不仅增加了制硫炉配风调节的难度,还容易产生积炭,导致余热锅炉换热效率下降8、产汽量降低。同时,因余热锅炉设计产汽压力为4.0 MP a,产汽温度高,余热锅炉换热效率下降时,还会存在过程气出口管线超温的隐患,当管线温度上升至3 7 0后,必须停工对余热锅炉管束进行清灰除垢,否则会对装置长周期运行产生不利影响。以一套硫磺回收装置为例,蒸汽降级改造前余热锅炉出口管线温度趋势及检修周期见图2。由图2可知,余热锅炉蒸汽降级改造前,一套硫磺回收装置运行周期约9个月,并且余热锅炉出口过程气管线温度约高达4 0 0,严重影响装置安全运行。1.2 酸性水汽提
14、装置酸性水-净化水换热器换热效率降低针对酸性水汽提装置流程短、关键用能设备少的特点,对于酸性水汽提装置节能降耗的分析主要集中在1.2MP a蒸汽消耗上面9。受酸性水携带机械杂质的影响,在酸性水汽提装置酸性水-净化水换热器长周期运行情况下,管壳程结垢导致换热效率下降,酸性水进入汽提塔的温度由设计的1 0 0降至约8 0,造成塔底汽重沸器1.2 MP a蒸汽使用量增加。酸性水入塔温度趋势见图3,酸性水-净化水换热器清洗前后蒸汽消耗量对比见图4。由图3可知,酸性水-净化水换热器清洗之前,酸性水入塔温度远低于设计值1 0 0,清洗之后,酸性水入塔温度接近设计值,换热效果比较良好。由图4可知,酸性水-净
15、化水换热器清洗前后,在酸性水处理量基本一致的情况下,汽提塔塔底蒸汽用量由约1 5t/h降至约1 3t/h,差值2t/h。1.3 溶剂再生装置蒸汽消耗量大溶剂再生装置自2 0 1 4年开工以来,系统内的脱硫溶剂一直在循环使用,运行期间根据脱硫剂的含量变化,间歇性补充新鲜脱硫溶剂1 0。虽然有胺液在线净化系统的旁滤,但是相对公司脱硫系统总的循环量,胺液在线净化系统过滤量很小,加上长久的循环使用,脱硫溶剂中的机械杂质、热稳定性盐等缓慢积累,导致脱131 第5 2卷 第4期 彭国峰 硫磺回收装置节能降耗分析与应用硫效率下降。上游各使用脱硫溶剂的装置为了保证脱硫效果,相应地提高了脱硫溶剂的循环使用量,最
16、终导致溶剂再生装置负荷增加,造成了溶剂再生装置的能耗增加。这一现象在专供加氢裂化脱硫溶剂循环使用的一套溶剂再生单元上表现得最为明显。另外,上游汽油加氢装置吸收塔间歇撇油操作过程中,将携带大量油的富胺液直接送到一套溶剂再生装置,为了使再生后的贫胺液质量合格,溶剂再生塔塔底会消耗更多蒸汽1 1,同时也导致经过再生后的酸性气带烃现象严重,对硫磺回收装置制硫炉操作的影响也比较大。上游装置脱硫溶剂循环量及溶剂再生装置塔底重沸器蒸汽用量(单个重沸器)趋势见图5。由图5可知,随着运行时间的增加,上游装置脱硫溶剂循环用量逐渐增加,由2 0 0t/h增至2 2 0t/h以上,并且溶剂再生装置塔底重沸器蒸汽用量也
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